Спосіб визначення кількісного вмісту компонентів рідкої фази скрапленого нафтового газу

Номер патенту: 92293

Опубліковано: 11.08.2014

Автори: Книш Богдан Петрович, Білинський Йосип Йосипович

Завантажити PDF файл.

Формула / Реферат

Спосіб визначення кількісного вмісту компонентів рідкої фази скрапленого нафтового газу, при якому вимірюють середню температуру рідкої фази скрапленого нафтового газу за допомогою сенсорів температури, використовують таблиці значень, причому вимірюють показники заломлення рідкої фази скрапленого нафтового газу при середній температурі за допомогою автоматичного рефрактометра, вимірюють об'єм рідкої фази скрапленого нафтового газу за допомогою витратоміра, по виміряних значеннях об'єму та середньої температури рідкої фази скрапленого нафтового газу, використовуючи таблиці значень критичного тиску пропану, бутану та домішок скрапленого нафтового газу, визначають абсолютні тиски рідкої фази скрапленого нафтового газу при середній температурі, по виміряних значеннях показників заломлення та середньої температури рідкої фази скрапленого нафтового газу, використовуючи значення абсолютних тисків рідкої фази скрапленого нафтового газу, визначають густини рідкої фази скрапленого нафтового газу при середній температурі, по виміряних значеннях об'єму та середньої температури рідкої фази скрапленого нафтового газу, використовуючи таблиці значень критичного тиску та молярних мас пропану, бутану та домішок скрапленого нафтового газу, визначають густини пропану, бутану та домішок скрапленого нафтового газу при середній температурі, використовуючи значення густин рідкої фази скрапленого нафтового газу, пропану, бутану та домішок, визначають кількісний вміст компонентів рідкої фази скрапленого нафтового газу, значення якого виводять на пристрій відображення інформації для зручності роботи оператора.

Текст

Реферат: UA 92293 U UA 92293 U 5 Корисна модель належить до області вимірювальної техніки і може бути використана для точного визначення компонентів рідкої фази скрапленого нафтового газу (СНГ). Відомий "Спосіб визначення кількості нафтопродукту у викидах пароповітряної суміші з резервуара" [Патент Російської федерації №2240512, МПК G01F022/02, опубл. 20.11.2004], при якому об'ємні витрати пароповітряної суміші з резервуара визначають з використанням дихального клапана резервуара, для чого задають величину аеродинамічного опору  дихального клапана, вимірюють надлишковий тиск або вакуум p в газовому просторі резервуара і висоту h підйому тарілки клапана, а об'ємні витрати Q пароповітряної суміші визначають на основі залежності Q  10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Dh 2p , де D - діаметр посадкового гнізда тарілки  1  клапана,  - середня густина пароповітряної суміші. Недоліком такого способу є велика похибка при визначенні вагової кількості нафтопродукту у викидах пароповітряної суміші з резервуара, обумовлена коливаннями об'єму і концентрації парів, що виходять у складі пароповітряної суміші з резервуара, коливаннями атмосферного тиску, зміною тиску газового простору і температури. Найбільш близьким способом до запропонованого є "Спосіб для вимірювання маси паливних зріджених вуглеводневих газів в резервуарі" [Патент Російської федерації № 2361181, МПК G01F22/02, опубл. 10.07.2009], при якому по виміряних значеннях середньої густини і середньої температури рідкої фази СНГ визначається умовний компонентний склад рідкої і парової фази СНГ, вимірюється середня температура парової фази СНГ, по виміряних значеннях тиску, середньої температури парової фази СНГ розраховується середня густина парової фази СНГ, проводиться корекція рівня рідкої фази СНГ, по виміряних значеннях рівня і середньої температури рідкої і парової фази СНГ з використанням градуювальної таблиці резервуара визначається об'єм рідкої і парової фази СНГ, розраховується маса рідкої і парової фази СНГ, розраховується повна маса СНГ як сума мас рідкої фази і парової фази СНГ, автоматично здійснюється динамічний контроль відносної похибки вимірювання, що включає розрахунок величини відносної похибки вимірювання, порівняння її з заданою величиною і визначення рекомендованих значень мінімального допустимого рівня при зберіганні СНГ і мінімальної зміни рівня при прийомі і відпустці СНГ, що забезпечують дотримання вимог за заданою величиною похибки вимірювань, а отримані результати виводяться на пристрій відображення для зручності роботи оператора. Недоліком такого способу є велика похибка вимірювання густини, похибка вимірювання, викликана наявністю вільної води та водяної пари в резервуарі, відсутність контролю величини поточної похибки вимірювання, що не дозволяє оцінити точність вимірювання маси при прийомі, відпустці та зберіганні СНГ. Вказані недоліки не дозволяють вважати даний спосіб достатньо точним. В основу корисної моделі поставлена задача створення способу, в якому за рахунок введення нових операцій та їх послідовності досягається можливість підвищити загальну точність визначення кількісного вмісту компонентів рідкої фази СНГ завдяки врахуванню не тільки кількісного складу пропану й бутану, але й домішок. Поставлена задача вирішується тим, що спосіб визначення кількісного вмісту компонентів рідкої фази скрапленого нафтового газу, при якому вимірюють середню температуру рідкої фази СНГ за допомогою сенсорів температури, використовують таблиці значень, крім того вимірюють показники заломлення рідкої фази СНГ при середній температурі за допомогою автоматичного рефрактометра, вимірюють об'єм рідкої фази СНГ за допомогою витратоміра, по виміряних значеннях об'єму та середньої температури рідкої фази СНГ, використовуючи таблиці значень критичного тиску пропану, бутану та домішок СНГ, визначають абсолютні тиски рідкої фази СНГ при середній температурі, по виміряних значеннях показників заломлення та середньої температури рідкої фази СНГ, використовуючи значення абсолютних тисків рідкої фази СНГ, визначають густини рідкої фази СНГ при середній температурі, по виміряних значеннях об'єму та середньої температури рідкої фази СНГ, використовуючи таблиці значень критичного тиску та молярних мас пропану, бутану та домішок СНГ, визначають густини пропану, бутану та домішок СНГ при середній температурі, використовуючи значення густин рідкої фази СНГ, пропану, бутану та домішок, визначають кількісний вміст компонентів рідкої фази СНГ, значення якого виводять на пристрій відображення інформації для зручності роботи оператора. Запропонований спосіб визначення кількісного вмісту компонентів рідкої фази СНГ на основі вимірювання показника заломлення реалізується наступним чином. Проводиться вимірювання СНГ при різних температурних режимах, результати якого описуються системою рівнянь 1 UA 92293 U k11  k 22  k 33    k1'1k 2'2 k 3'3  ' , (1) k ' ' k ' ' k ' '  ' '  1 1 2 2 3 3 де k1, k 2, k3 - кількісний вміст пропану, бутану та домішок, відповідно; 1, '1 , ' '1 - густини пропану при температурах T1, T2, T3, відповідно; 2, '2 , ' '2 - густини бутану при температурах T1, T2, T3, відповідно; 3, '3 , ' '3 - густини домішок при температурах T1, T2, T3, відповідно; 5 10 15 , ' , ' ' - густини СНГ при температурах T1, T2, T3, відповідно. Для подальших розрахунків використовують табличні значення критичного тиску та молярних мас пропану, бутану та домішок СНГ, які складають: критичний тиск пропану - 41,3 • -5 2 -5 2 -5 2 10 Н/м ; критичний тиск бутану - 33,8 • 10 Н/м ; критичний тиск домішок СНГ - 40-10 Н/м ; молекулярна маса пропану - 44,1; молекулярна маса бутану - 58,12; молекулярна маса домішок СНГ - 50. Використовуючи рефрактометричний метод, визначаються густини СНГ через показники заломлення, які вимірюються для кожного температурного режиму   9.591  P1     1.4752  n  9.5   0.153RT1  1      P2 9.591    , (2) '   1.4752  n  9.5  0.153RT2  2      P3 9.591 ' '    9.5    0.153RT3  1.4752  n3    де P1, P2, P3 - абсолютні тиски СНГ при температурах T1, T2, T3 , відповідно, n1, n2, n3 показники заломлення при температурах T1, T2, T3 , відповідно, R - універсальна газова стала. Для узагальнення експериментальних даних досліджень різних процесів і речовин використовують критеріальні системи, за якими абсолютний тиск СНГ при температурі T описується як 2 27 T1 27 RT1  2 2 64 P0 V 512 P0 V , (3) P V 1  RT1 8P0 де V - об'єм, P0 - критичний тиск. 1 20 Густини пропану при температурах T1, T2, T3 , відповідно, описуються таким чином 2  27 T1 27 RT1 8P01    8 V 64 P01V 2 1  1  M1  0.153 8P01V  RT1  2  27 T2 27 RT2 8P01    8 V 64 P01V 2 1  M1 , (4) '1  0.153 8P01V  RT2   2 27 T3 27 RT3  8P01    8 V 64 P01V 2 1 M1 ' '1  0.153 8P01V  RT3    де M1 - молекулярна маса пропану, P01 - критичний тиск пропану. Густини бутану при температурах T1, T2, T3 , відповідно, описуються таким чином 2 UA 92293 U 2  27 T1 27 RT1 8P02    8 V 64 P02 V 2 1  2  M2  0.153 8P02 V  RT1  2  27 T2 27 RT2 8P02    8 V 64 P02 V 2 1  M2 , (5) '2  0.153 8P02 V  RT2   2 27 T3 27 RT3  8P02    8 V 64 P02 V 2 1 M2 ' '2  0.153 8P02 V  RT3    де M2 - молекулярна маса бутану, P02 - критичний тиск бутану. Густини домішок при температурах T1, T2, T3 , відповідно, описуються таким чином 5 2  27 T1 27 RT1 8P03    8 V 64 P03 V 2 1  3  M3  0.153 8P03 V  RT1  2  27 T2 27 RT2 8P03    8 V 64 P03 V 2 1  M3 , (6) '3  0.153 8P03 V  RT2   2 27 T3 27 RT3  8P03    8 V 64 P03 V 2 1 M3 ' '3  0.153 8P03 V  RT3    де M3 - молекулярна маса домішок, P03 - критичний тиск домішок. Враховуючи густини пропану, бутану та домішок при різних температурних режимах, визначається кількісний вміст компонентів рідкої фази СНГ k1  2 2   27 T2 27 RT 2  8P  27 T3  27 RT3  8P03   03 2 2  8 V 64 P03 V P2  8 V 64 P03 V P3    9.591 9.591    9 .5    9 .5       8P03 V  RT3 T2  1.4752  n2 8P03 V  RT 2 T3  1.4752  n3          1 2 2 2 2 RM 1  27 T2 27 RT 2 27 T2 27 RT 2 27 T3 27 RT3  8P  27 T3  27 RT3 8P01   8P03   8P01   03 2 2 2  8 V 64 P03 V 8 V 64 P01V 8 V 64 P03 V 8 V 64 P01V 2     8P03 V  RT3 8P01V  RT 2 8P03 V  RT 2 8P01V  RT3      8P03        8P03        2 2 2 2 27 T2 27 RT 2 27 T1 27 RT1 27 T1 27 RT1 27 T2 27 RT 2  8P02   8P03   8P02   2 2 2 8 V 64 P03 V 8 V 64 P02 V 8 V 64 P03 V 8 V 64 P02 V 2    8P03 V  RT 2 8P02 V  RT1 8P03 V  RT1 8P02 V  RT2 2 2 2 2 27 T2 27 RT 2 27 T1 27 RT1 27 T1 27 RT1 27 T2 27 RT 2  8P02   8P03   8P02   8 V 64 P03 V 2 8 V 64 P02 V 2 8 V 64 P03 V 2 8 V 64 P02 V 2    8P03 V  RT 2 8P02 V  RT1 8P03 V  RT1 8P02 V  RT2 3                      UA 92293 U 2   8P03  27 T2  27 RT2  8 V 64 P03 V 2  8P03 V  RT2     P1  9.591   9 .5    T1  1.4752  n1   8P03  2  27 T1 27 RT1   2 8 V 64 P03 V P2   9.591   9 .5     8P03 V  RT1 T2  1.4752  n2     2 2 2  27 T1 27 RT1  8P03  27 T2  27 RT2 8P01  27 T1  27 RT1 8P03   2 2  8 V 64 P03 V 8 V 64 P01V 8 V 64 P03 V 2    8P03 V  RT2 8P01V  RT1 8P03 V  RT1    2 2 2  27 T2 27 RT2  8P  27 T3  27 RT3 8P  27 T2  27 RT2 8P03   03 02 2 2  8 V 64 P03 V 8 V 64 P02 V 8 V 64 P03 V 2    8P03 V  RT3 8P02 V  RT2 8P03 V  RT2    2 2 2  27 T2 27 RT2  8P03  27 T3  27 RT3 8P02  27 T2  27 RT2 8P03   2 2  8 V 64 P03 V 8 V 64 P02 V 8 V 64 P03 V 2    8P03 V  RT3 8P02 V  RT2 8P03 V  RT2            2  27 T3 27 RT3  8P02   8 V 64 P02 V 2    8P02 V  RT3  ;  2 27 T3 27 RT3   8P02   8 V 64 P02 V 2    8P02 V  RT3    8P01  2 27 T2 27 RT2  8 V 64 P01V 2 8P01V  RT2 2 2 27 T2 27 RT 2 27 T1 27 RT1  8P03   2 8 V 64 P03 V P1  9.591 8 V 64 P03 V 2 P2    9.591    9 .5   1.4752  n  9.5     8P03 V  RT 2 T1  8P03 V  RT1 T2  1.4752  n2 1 1    k2   2 2 2 2 RM 2 27 T2 27 RT 2 27 T1 27 RT1 27 T1 27 RT1 27 T2 27 RT 2 8P03   8P02   8P03   8P02   8 V 64 P03 V 2 8 V 64 P02 V 2 8 V 64 P03 V 2 8 V 64 P02 V 2    8P03 V  RT 2 8P02 V  RT1 8P03 V  RT1 8P02 V  RT 2 8P03  8P03   k1 M1 M2 8P03  2 2 2 2 27 T2 27 RT2 27 T1 27 RT1 27 T1 27 RT1 27 T2 27 RT2  8P01   8P03   8P01   8 V 64 P03 V 2 8 V 64 P01V 2 8 V 64 P03 V 2 8 V 64 P01V 2    8P03 V  RT2 8P01V  RT1 8P03 V  RT1 8P01V  RT2 27 T2 27  8 V 64 8P03 V  RT2 5 10 15 20 25 30 2 RT2 P03 V 2 8P03   27 T1 27  8 V 64 2 RT1 P02 V 2 8P02 V  RT1 8P03   27 T1 27  8 V 64 2 RT1 P03 V 2 8P03 V  RT1 8P02   27 T2 27  8 V 64 8P02 V  RT2 ; 2 RT2 P02 V 2 k 3  1  (k1  k 2 ) , Запропонований спосіб визначення кількісного вмісту дозволяє проводити вимірювання кількісного складу компонентів рідкої фази СНГ з підвищеною точністю завдяки врахуванню не тільки кількісного складу пропану й бутану, але й домішок. ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ Спосіб визначення кількісного вмісту компонентів рідкої фази скрапленого нафтового газу, при якому вимірюють середню температуру рідкої фази скрапленого нафтового газу за допомогою сенсорів температури, використовують таблиці значень, причому вимірюють показники заломлення рідкої фази скрапленого нафтового газу при середній температурі за допомогою автоматичного рефрактометра, вимірюють об'єм рідкої фази скрапленого нафтового газу за допомогою витратоміра, по виміряних значеннях об'єму та середньої температури рідкої фази скрапленого нафтового газу, використовуючи таблиці значень критичного тиску пропану, бутану та домішок скрапленого нафтового газу, визначають абсолютні тиски рідкої фази скрапленого нафтового газу при середній температурі, по виміряних значеннях показників заломлення та середньої температури рідкої фази скрапленого нафтового газу, використовуючи значення абсолютних тисків рідкої фази скрапленого нафтового газу, визначають густини рідкої фази скрапленого нафтового газу при середній температурі, по виміряних значеннях об'єму та середньої температури рідкої фази скрапленого нафтового газу, використовуючи таблиці значень критичного тиску та молярних мас пропану, бутану та домішок скрапленого нафтового газу, визначають густини пропану, бутану та домішок скрапленого нафтового газу при середній температурі, використовуючи значення густин рідкої фази скрапленого нафтового газу, пропану, бутану та домішок, визначають кількісний вміст компонентів рідкої фази скрапленого нафтового газу, значення якого виводять на пристрій відображення інформації для зручності роботи оператора. 4 UA 92293 U Комп’ютерна верстка В. Мацело Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 5

Дивитися

Додаткова інформація

Автори англійською

Bilynsky Yosyp Yosypovych, Knysh Bohdan Petrovych

Автори російською

Билинский Иосиф Иосифович, Кныш Богдан Петрович

МПК / Мітки

МПК: G01N 21/81

Мітки: рідкої, спосіб, вмісту, скрапленого, кількісного, визначення, нафтового, фазі, компонентів, газу

Код посилання

<a href="https://ua.patents.su/7-92293-sposib-viznachennya-kilkisnogo-vmistu-komponentiv-ridko-fazi-skraplenogo-naftovogo-gazu.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентів України">Спосіб визначення кількісного вмісту компонентів рідкої фази скрапленого нафтового газу</a>

Подібні патенти